柴青

【摘 要】為進(jìn)一步提升煤電高效清潔發(fā)展水平，根據(jù)發(fā)改能源[2014]2093號《煤電節(jié)能減排升級與改造行動(dòng)計(jì)劃 （2014～2020年）》，結(jié)合《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）規(guī)定燃煤機(jī)組超低排放限值SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、煙塵≤5mg/Nm3，接近或達(dá)到燃?xì)鈾C(jī)組排放的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，對脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排進(jìn)行了提效改造。

【關(guān)鍵詞】發(fā)電機(jī)組 深度減排 分析 措施

引言

我國能源結(jié)構(gòu)是以燃煤為主，煤煙型污染的控制是大氣環(huán)境保護(hù)的重點(diǎn)。因地制宜、結(jié)合國情及企業(yè)具體情況及地區(qū)大氣環(huán)境的特點(diǎn)，國電電力大同第二發(fā)電廠一期6x200MW機(jī)組煙氣脫硫工程采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)工藝（以下簡稱FGD），其中#1、#6機(jī)組采用一爐一塔配置，#2、#3、#4、#5機(jī)組采用二爐一塔配置。運(yùn)行過程中進(jìn)行了脫硫系統(tǒng)提效改造和引風(fēng)機(jī)增容改造，改造后#1～#6機(jī)組燃煤含硫量1.75%，F(xiàn)GD入口SO2濃度4000mg/Nm3，設(shè)計(jì)脫硫效率為96.3%，出口SO2濃度≤150mg/Nm3。

1 脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造原因及分析

根據(jù)最新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223-2011規(guī)定要求，至2014年7月，燃煤鍋爐要達(dá)到：汞及其化合物0.03mg/m3，煙塵30mg/m3，二氧化硫200（現(xiàn)有機(jī)組）/100（新建機(jī)組）mg/m3，氮氧化物100mg/m3的排放標(biāo)準(zhǔn)；其中重點(diǎn)地區(qū)的排放標(biāo)準(zhǔn)為煙塵20mg/m3、二氧化硫50mg/m3。

改造后，燃燒設(shè)計(jì)煤種脫硫裝置入口SO2濃度為4000mg/m3（標(biāo)態(tài)，干基，6%O2），脫硝入口NOx濃度350mg/Nm3，電袋除塵器出口煙塵濃度30mg/Nm3。在6%O2條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度限值分別不大于5、35、50mg/Nm3，并利用現(xiàn)有設(shè)施以及不影響電廠主機(jī)運(yùn)行為基本前提。

2 脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造措施

2.1改造方案

（1）脫硫系統(tǒng)改造。國電電力大同第二發(fā)電廠裝機(jī)容量為6×200MW，采用石灰石-石膏濕法全煙氣脫硫技術(shù)，塔型為噴淋塔， #1、#2、#3機(jī)組共用一根高210m、出口內(nèi)徑為8m的干煙囪，#4、#5、#6機(jī)組共用一根高210m，出口內(nèi)徑為8m的濕煙囪。原設(shè)計(jì)燃煤含硫量為1.75%， FGD入口SO2濃度4000mg/Nm3，設(shè)計(jì)脫硫效率為96.3%，出口SO2濃度≤150mg/Nm3。

#1～#6脫硫裝置主要由吸收劑制備、儲存與輸送系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)與貯運(yùn)系統(tǒng)、FGD供水及排放系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)等組成。

從鍋爐后電袋復(fù)合除塵器排出的煙氣經(jīng)兩臺并聯(lián)運(yùn)行的引風(fēng)機(jī)升壓后合并為一路原煙道進(jìn)入吸收塔，在吸收塔內(nèi)逆向通過噴淋層脫除SO2。氧化充分的吸收塔漿液由石膏漿液排出泵排入石膏脫水系統(tǒng)脫水，凈煙氣經(jīng)除霧器除去漿液霧滴、水汽后經(jīng)煙囪排放到大氣中。

煙氣進(jìn)入脫硫島的原煙氣設(shè)計(jì)溫度為140℃，#1、#6吸收塔分別設(shè)有3臺漿液循環(huán)泵，采用3層漿液霧化噴淋方式。為防止吸收塔漿液中固體物的沉積，吸收塔設(shè)置3臺吸收塔攪拌器對塔內(nèi)漿液進(jìn)行攪動(dòng)，并設(shè)2臺氧化空氣攪拌器。#1、#6脫硫裝置分別設(shè)有3臺氧化風(fēng)機(jī)（2運(yùn)1備），吸收塔的上部布置了2級除霧器，每套脫硫裝置設(shè)置兩臺100%容量的石膏排出泵（一運(yùn)一備）。

制漿系統(tǒng)采用干粉制備，未設(shè)球磨機(jī)，一期6臺機(jī)組共設(shè)3座石灰石粉倉，每座石灰石粉倉對應(yīng)一個(gè)石灰石漿液箱，石灰石粉經(jīng)石灰石罐車輸送進(jìn)石灰石粉倉儲存后，通過石灰石粉倉底部星型卸料閥進(jìn)入石灰石漿液箱制備成石灰石漿液（質(zhì)量濃度約為30%），制備水源為工藝水與脫水系統(tǒng)溢流排放水，再用石灰石漿液泵（二運(yùn)一備）輸送到相應(yīng)的吸收塔。

#1、#2、#3、#4、#5及#6機(jī)組每臺吸收塔設(shè)置2臺石膏漿液輸送泵（一運(yùn)一備），石膏漿液通過石膏漿液泵輸送至脫水系統(tǒng)或灰渣前池（脫水系統(tǒng)故障情況下）。#1吸收塔石膏漿液通過石膏泵送入#2、#3或#4、#5吸收塔內(nèi)，再通過#2、#3脫硫、#4、#5脫硫石膏漿液泵輸送至脫水系統(tǒng)進(jìn)行處理，#2、#3脫硫吸收塔內(nèi)的石膏漿液與#4、#5脫硫吸收塔內(nèi)的石膏漿液可互倒。一期脫硫共設(shè)3套脫水系統(tǒng)（3臺石膏旋流站3臺真空皮帶機(jī)），#1～#5機(jī)組公用2套脫水系統(tǒng)，#6機(jī)組單獨(dú)對應(yīng)1套脫水系統(tǒng)。

（2）脫硝系統(tǒng)改造。一爐配置兩個(gè)反應(yīng)器，布置在省煤器與空預(yù)器之間，電除塵器入口煙道上方，無SCR煙氣旁路系統(tǒng)，設(shè)置省煤器高溫?zé)煔馀月费b置。還原劑采用尿素水解制氨工藝，水解反應(yīng)器公用制布置。脫硝入口煙氣量1904300m3/h（濕基、實(shí)際含氧量、標(biāo)準(zhǔn)狀況、設(shè)計(jì)煤種，省煤器出口）。煙氣脫硝裝置的出力按單臺鍋爐100%BMCR工況設(shè)計(jì)，煙氣脫硝裝置SCR系統(tǒng)能在鍋爐煙氣溫度不高于400℃條件下連續(xù)運(yùn)行，煙道部分最大允許溫度為420℃，當(dāng)煙氣溫度低于325℃時(shí)，停止噴氨。

在催化劑安裝2層的情況下，能滿足煙氣脫硝效率不低于80%（NOx為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，6%含氧量，干基），反應(yīng)器出口NOx濃度不高于200mg/Nm3（6%氧含量，干煙氣）的要求。

（3）除塵系統(tǒng)改造。6x200MW機(jī)組為東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG 670-5型自然循環(huán)汽包鍋爐，鍋爐為П形布置。每臺鍋爐尾部設(shè)置2臺電除塵器（雙室五電場），出口含塵量為200～350mg/Nm3。為滿足排放要求，電除塵器均改成電袋復(fù)合式除塵器（一電三袋）?，F(xiàn)電袋復(fù)合式除塵器入口含塵量為40g/Nm3，除塵效率為99.925%，出口含塵量為不大于30mg/Nm3。

2.2 可供脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)的水、電等改造條件

（1）水源：脫硫系統(tǒng)用水，其水源為電廠循環(huán)水的排污水，電廠工業(yè)水用于脫硫石膏沖洗、設(shè)備冷卻水。脫硝系統(tǒng)用水，包括除鹽水、工業(yè)水、消防水、生活用水均從廠區(qū)就近主管網(wǎng)接出。濕式除塵器沖洗水源為電廠循環(huán)水的排污水。

（2）電源：脫硫采用的電壓等級：AC 6kV、380/220V和D220V，脫硝采用380/220V和DC220V，除塵采用380/220V和DC220V。

（3）場地條件：脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)改造附近場地限制，本次改造在原有場地上進(jìn)行，綜合利用原有的場地。

2.3 改造措施

（1）脫硫：主要是對石灰石-石膏濕法脫硫吸收系統(tǒng)進(jìn)行提效改造，以達(dá)到燃機(jī)排放的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)物料平衡計(jì)算在原有吸收塔內(nèi)部增加噴淋層數(shù)量或者循環(huán)泵流量，同時(shí)增加托盤和璧環(huán)等設(shè)施。該技術(shù)可以在充分發(fā)揮吸收塔深度脫硫的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)吸收塔的高效除塵，SO2和煙塵的排放達(dá)到燃?xì)鈾C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)。具體做法；①#1、#6吸收塔：漿池容積不變，新增一臺循環(huán)泵及第四層噴淋層，流量6900m3/h，將原有第一層至第三層噴淋層及噴嘴更換，設(shè)置單層托盤及壁環(huán)，原兩級平板除霧器更換為三級新型高效屋脊式除霧器。②#2、#3、#4、#5吸收塔：漿池容積不變，吸收塔更換第二層及第三層的流量為10500m3/h循環(huán)漿液泵，原有第一至第四層噴淋層及噴嘴更換，設(shè)置雙托盤及壁環(huán)，原兩級平板除霧器更換為三級新型高效屋脊式除霧器（足滿吸收塔出口液滴排放濃度≤15mg/Nm3）。其優(yōu)點(diǎn)是氣流均布、降低裝置消耗、檢修方便。

（2）脫硝：根據(jù)#1～#6鍋爐氮氧化物排放濃度，結(jié)合該電廠原有脫硝裝置運(yùn)行的實(shí)際情況和現(xiàn)場脫硝場地情況，在減少脫硝裝置的建設(shè)投資、運(yùn)行費(fèi)用，采用原有脫硝裝置SCR法。具體做法：#1、#2、#4、#5、#6脫硝反應(yīng)器需加裝第三層催化劑， #3脫硝反應(yīng)器因單層催化劑加裝體積小于設(shè)計(jì)值，需將原兩層催化劑更換為原設(shè)計(jì)催化劑，并加裝第三層催化劑。

（3）除塵：為達(dá)到燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)，采用高效脫硫除塵一體化，吸收塔內(nèi)設(shè)置托盤及高效除霧器，F(xiàn)GD入口粉塵≤30mg/m3，為使系統(tǒng)更加可靠，在FGD出口增設(shè)高效脫硫除塵一體化裝置加濕式除塵器，保證脫硫后煙囪出口最終煙塵排放濃度長期≤5mg/Nm3。具體做法：#1、#2、#3、#4、#5及#6機(jī)組凈煙道位置及長度調(diào)整，增設(shè)凈煙道支架，對原有凈煙道支架進(jìn)行抬高及加固，將#2、#3、#4、#5機(jī)組的濕式除塵器截面為16.18mx11.50m布置在GGH框架上，并對GGH框架局部進(jìn)行加固。#6機(jī)組濕式除塵器布置在#6機(jī)組CEMS小間上方，對CEMS小間進(jìn)行加固，煙道上設(shè)置人孔門、檢修門。

2.4 改造后環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益

本項(xiàng)目屬環(huán)保改造項(xiàng)目，該項(xiàng)目的建成，對于降低所在大同市及周圍地區(qū)大氣污染指數(shù)，改善環(huán)境條件，為當(dāng)?shù)鼐用駝?chuàng)造一個(gè)良好的生活和工作環(huán)境，具有深遠(yuǎn)意義。其排煙中二氧化硫排放量減少99.13%以上，NOx排放量減少88.9%以上，達(dá)到國家和地方環(huán)保部門規(guī)定的排放要求。在脫硫改造完成后，一期改造后每年減少SO2排放量3143t，按每噸收費(fèi)1263元計(jì)，每年可以少納排污費(fèi)約397萬元；脫硝改造完成后，每年減少NOX排放量1112t，按每噸收費(fèi)1263元計(jì)，每年可以少交納排污費(fèi)約140萬元。

3 結(jié)語

脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造后，煙氣脫硫裝置脫硫率≥99.13%，脫硫裝置入口SO2濃度為4000mg/Nm3（標(biāo)態(tài)、干基、實(shí)際氧）時(shí)，出口SO2濃度≤35mg/Nm3；脫硫裝置入口粉塵濃度為≤30mg/Nm3時(shí)，出口粉塵濃度≤5mg/Nm3。改造后煙氣脫硝裝置脫硫率≥88.9%， 脫硝裝置入口NO2濃度為450mg/Nm3時(shí)，出口SO2濃度≤50mg/Nm3。脫硝改造通過加裝備用層催化劑即可滿足潔凈排放要求，并且，除塵改造通過在FGD系統(tǒng)后加裝濕式除塵器可滿足超潔凈排放要求。

參考文獻(xiàn)：

[1]《大中型火力發(fā)電廠設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB 50660-2011）.

[2]《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）.中國環(huán)境科學(xué)出版社出版.

[3]郝吉明，王書肖，陸永琪編著.燃煤二氧化碳污染控制手冊.工業(yè)出版社，2001.4.

[4]周長麗.燃煤電廠煙氣脫硫技術(shù)進(jìn)展[J].中國煤炭，2004.37（7）.